СПРАВОЧНИК ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
10.5. Резервуары отстойники
На объектах сбора и подготовки нефти для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод применяют различные типы сооружений, установок и аппаратов, скомпонованных по разным технологическим схемам. Основное оборудование этих установок и параметры сточных вод после очистки и подготовки приведены в табл. 10.5.1 и 10.5.2.
Таблица 10.5.1 Основное оборудование для очистки и подготовки нефтепромысловых
сточных вод
|
|
|
|
Объем, |
Масса, |
Рабочее |
Производи- |
|
|
Оборудование |
давление, |
тельность, |
|||||
|
м |
3 |
т |
|||||
|
|
|
|
|
МПа |
м3/сут |
||
Резервуары отстойники с |
|
|
|
|
|
|||
двухлучевым |
распреде- |
|
|
|
|
|
||
лительным |
устройством |
|
|
|
|
|
||
ввода и вывода жидкос- |
|
|
|
|
|
|||
ти: |
|
|
|
|
|
|
|
|
- РВС-2000 |
|
|
2000 |
40 |
0,6 |
до 4000 |
||
- РВС-5000 |
|
|
5000 |
100 |
0,6 |
до 10000 |
||
Резервуары отстойники с |
|
|
|
|
|
|||
гидрофобным |
жидкост- |
|
|
|
|
|
||
ным фильтром: |
|
|
|
|
|
|||
- РВС-1000 |
|
|
1000 |
20 |
- |
2000-25000 |
||
- РВС-2000 |
|
|
2000 |
45 |
- |
3000-4000 |
||
- РВС-5000 |
|
|
5000 |
110 |
- |
7000-8000 |
||
Резервуары-флотаторы: |
|
|
|
|
|
|||
- РВС-1000 |
|
|
1000 |
20 |
- |
2000-3000 |
||
- РВС-2000 |
|
|
2000 |
45 |
- |
3000-7000 |
||
- РВС-5000 |
|
|
5000 |
110 |
- |
7000-20000 |
||
Напорные |
герметизиро- |
|
|
|
|
|
||
ванные отстойники: |
|
|
|
|
|
|||
а) |
полный |
отстойник |
|
|
|
|
|
|
(V=100 м3) |
|
|
100 |
25 |
0,6 |
1000-1500 |
||
(V=200 м3) |
|
|
200 |
40 |
0,6 |
2000-3000 |
||
б) |
с коалесцирующим |
|
|
|
|
|
||
фильтром (ФЖ-2973) |
100 |
30 |
до 0,3 |
1500-6300 |
||||
Мультигидроциклонная |
|
|
|
|
|
|||
установка (НУР-3500) |
5,0 |
5,0 |
0,6 |
3000-3500 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр. 272
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС
Таблица 10.5.2 Основные параметры сточных вод после очистки и подготовки
|
Остаточное содержание, мг/л |
Возможность(+) очистки сероводородосодержащихсточных вод |
|||
|
на входе |
на выходе |
|||
Оборудование |
нефти |
механических примесей |
нефти |
механических примесей |
|
|
|
|
|
|
Резервуары отстойники с |
|
|
|
|
|
|||
двухлучевым |
распреде- |
|
|
|
|
|
||
лительным |
устройством |
|
|
|
|
|
||
ввода и вывода жидкос- |
|
|
|
|
|
|||
ти: |
|
|
|
|
|
|
|
|
- РВС-2000 |
|
|
до 3000 |
до 500 |
30-50 |
30-50 |
- |
|
- РВС-5000 |
|
|
до 3000 |
до 500 |
30-50 |
30-50 |
- |
|
Резервуары отстойники с |
|
|
|
|
|
|||
гидрофобным |
жидкост- |
не |
|
|
|
|
||
ным фильтром: |
|
ограни- |
|
|
|
|
||
- РВС-1000 |
|
|
чено |
до 500 |
30-50 |
30-50 |
- |
|
- РВС-2000 |
|
|
то же |
до 500 |
30-50 |
30-50 |
- |
|
- РВС-5000 |
|
|
то же |
до 500 |
30-50 |
30-50 |
- |
|
Резервуары-флотаторы: |
|
|
|
|
|
|||
- РВС-1000 |
|
|
до 300 |
до 300 |
10-40 |
10-40 |
- |
|
- РВС-2000 |
|
|
до 300 |
до 300 |
10-40 |
10-40 |
- |
|
- РВС-5000 |
|
|
до 300 |
до 300 |
10-40 |
10-40 |
- |
|
Напорные |
герметизиро- |
|
|
|
|
|
||
ванные отстойники: |
|
|
|
|
|
|||
а) |
полный |
отстойник |
|
|
|
|
|
|
(V=100 м3) |
|
|
до 1000 |
до 300 |
30-50 |
30-50 |
+ |
|
(V=200 м3) |
|
|
до 1000 |
до 300 |
30-50 |
30-50 |
+ |
|
б) |
с коалесцирующим |
|
|
|
|
|
||
фильтром (ФЖ-2973) |
до 1000 |
до 300 |
30-50 |
30-50 |
+ |
|||
Мультигидроциклонная |
|
|
|
|
|
|||
установка (НУР-3500) |
до 1000 |
до 1000 |
до 1000 |
20-50 |
+ |
Справочник инженера по добыче нефти Стр. 273
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
10.6. Оборудование нагнетательных скважин
Оборудование нагнетательных скважин включает:
Наземное оборудование:
-нагнетательная арматура;
-обвязка устья скважины.
Подземное оборудование:
-насосно-компрессорные трубы;
-пакер.
Устье |
нагнетательной |
|
НКТ |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||
скважины |
|
|
оборудуется |
|
|
|
|
|
|
||||||
стандартной |
|
арматурой, |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
Колонна |
|
|
|
|
|
||||||||
рассчитанной |
на максималь- |
|
|
|
|
колонна |
|||||||||
ное ожидаемое давление при |
|
|
|
|
|||||||||||
закачке рабочего агента. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Арматура |
предназначе- |
|
|
|
|
||||||||||
на для |
герметизации |
устья |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
ПЭксплуатационная |
||||||||||
нагнетательных |
скважин |
|
в |
|
|
|
|
|
|||||||
процессе |
|
нагнетания |
|
|
в |
|
|
|
|
|
|||||
скважину |
|
воды, |
|
для |
|
|
|
|
|
||||||
выполнения ремонтных работ, |
|
|
|
|
|
||||||||||
проведения |
мероприятий |
|
по |
|
|
|
|
|
|||||||
увеличению |
|
приемистости |
|
Н |
|
|
|
||||||||
пласта |
и |
исследовательских |
|
|
|
|
|||||||||
работ, |
осуществляемых |
|
без |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
прекращения |
|
закачки. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Основные |
части |
арматуры |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
трубная головка и елка. |
пред- |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Трубная головка |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
назначена |
для |
герметизации |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
затрубного |
|
|
пространства, |
|
|
|
|
|
|
Зона |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
подвески |
колонны НКТ |
|
и |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
перфорации |
|||||||||
проведения |
|
некоторых |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
технологических |
операций, |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
исследовательских |
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
ремонтных работ. Она состоит |
Рис. 10.6.1. - Конструкция нагнета- |
||||||||||||||
из крестовины, |
задвижек |
и |
|||||||||||||
|
тельной скважины |
||||||||||||||
быстросборного соединения. |
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек,
тройника, боковых задвижек и обратного клапана.
Справочник инженера по добыче нефти Стр. 274
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Технические характеристики устьевой арматуры для нагнетательных скважин приведены в табл. 10.6.1.
Таблица 10.6.1 Технические характеристики устьевой арматуры
нагнетательных скважин
Показатели |
|
Арматура |
|
|
|
|
АНК1-65×21 |
АНК1-65×35 |
АНК-65×21 |
Условный проход ствола и |
|
|
|
|
боковых отводов, мм |
65 |
65 |
65 |
|
Давление, МПа: |
- рабочее |
21 |
35 |
21 |
|
||||
|
- пробное |
42 |
70 |
42 |
Скважинная среда |
коррозионная |
(вода |
техническая, |
|
|
|
сточная нефтепромысловая и мор- |
||
|
|
ская с содержанием механических |
||
|
|
примесей не более 25 мг/л, размером |
||
|
|
твердых частиц не более 0,1 мм) |
||
Запорное |
устройство |
|
|
|
(прямоточная задвижка) |
ЗМС1 |
ЗМС1 |
ЗМ |
|
Габаритные размеры, мм: |
|
|
|
|
|
- длина |
1600 |
1780 |
1075 |
|
- ширина |
635 |
820 |
680 |
|
- высота |
2130 |
2310 |
1195 |
Масса арматуры, кг |
743 |
962 |
580 |
Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины (рис.10.6.1).К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования:
1.оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания; 2.нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента; 3.для исключения замерзания воды в арматуре скважины и
системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы
Справочник инженера по добыче нефти Стр. 275
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
Принцип работы нагнетательной скважины
Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется штуцером (5) или регулятором расхода (см. рис.10.6.2). Для контроля процесса нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления (9 и 12).
4 |
5 |
1 |
|
||
|
|
3
6
2
7
1
1
1
Рис. 10.6.2 - Арматура нагнетательная АНК 1 с обвязкой скважины 1 – быстросборное соединение; 2 – вентиль с манометром; 3 –
центральная задвижка; 4 – тройник; 5 – штуцер; 6 –фланец; 7 – трубная обвязка; 8 – трубная задвижка; 9 – вентиль для замера Ру; 10 – затрубная задвижка; 11 – секущая задвижка; 12 – вентиль для замера рабочего (линейного)
Обслуживание нагнетательных скважин
Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные скважины обслуживаются ежедневно. При обслуживании нагнетательных скважин контролируются:
- рабочее (линейное) и устьевое давление;
Справочник инженера по добыче нефти Стр. 276
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
-работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;
-состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;
-состояние защитных устройств;
-состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства.
Ремонт нагнетательных скважин
Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований. Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха. Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин.
Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту. Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:
-проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;
-подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
-подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.
-закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.
Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин
Целью вывода нагнетательной скважины на режим является приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется
Справочник инженера по добыче нефти Стр. 277
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин, утверждаемого главным инженером предприятия.
Задачей оператора по поддержанию пластового давления при выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением и количеством закачиваемого рабочего агента. Вывод на режим осуществляется следующим образом:
-оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта;
-после стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся
в соответствие с режимными показателями.
Скважина считается выведенной на режим, если три замера расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным показателям при неизменном давлении закачки.
В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования скважин методами падения забойного давления и установившихся пробных закачек.
Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных участках пласта, результатам исследований методом гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.
Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается предприятием в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промысловогеофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.
Справочник инженера по добыче нефти Стр. 278